Simulatie 4: Impact van RES op werkelijke feeders

Eerder werd aangegeven dat de simulaties in een COM-omgeving plaatsvinden, gezien de verschillende voordelen die hiermee gekoppeld gaan. Zo staat het toe om iteratief simulaties uit te voeren waarbij een toenemende penetratiegraad aan hernieuwbare energie gesimuleerd wordt. Daarnaast staat het tevens toe de inputparameters eenvoudig te wijzigen door andere waardes aan de variabelen toe te kennen. Onderstaand Figuur 1.19 geeft de werking van de COM-interface visueel weer, deze kan opgesplitst worden in vier bouwstenen. Binnen de eerste bouwsteen is het noodzakelijk het aantal verbruikers aangesloten op de bestudeerde net te defini¨eren. De volgende bouwstenen (i) Pre-processing, (ii) Parallel processing en (iii) Post-processing vormen het hart van de simulatie. Binnen (i) kan de gebruiker diverse variabelen instellen naar wens, voorbeelden hiervan zijn de effici¨entie-curve(s), de penetra-tiegraad, de parameters van het opslagsysteem, enz. Naast het instellen van de variabelen, worden in deze fase eveneens de verschillende algoritmes van het programma opgeroepen.

Eenmaal de initialisatiefase voorbij, werken (ii) en (iii) simultaan. Zo zullen per tijdstip de resultaten bekomen in (ii) verstuurd worden naar (iii). Op die manier kan er tijdens de Post-processing een analyse plaatsvinden van de geboekte resultaten.

Figuur 1.19: Hierarchie van de COM-interface

Bij de simulaties is het noodzakelijk vooraf de criteria op te sommen, in geval van het implementeren van flexibiliteitstechnieken op het distributienet is het vnl. van belang de PCC aan de KPIs te koppelen. Gezien feeder-oplossingen zo weinig mogelijk invloed mogen beoefenen op het laagspanningsnet, is het van belang eens van dichterbij de gevolgen van RES te bestuderen. Onderstaande Figuur 1.20, geeft voor een gegeven integratiegraad [0%, 25%, 50%, 75%, 100%] - d.i. het aantal woningen voorzien met een zonneproductie - de mate waarin aan transformator zijde ge¨ınjecteerd wordt. Hierbij is verondersteld dat alle (i) PV-installaties op de distributienetgebruikers in het zuiden geori¨enteerd zijn en (ii) de opbrengst/verbruik ratio 1 op 1 bedraagt.

(a) PV-integratie: 0% (b) PV-integratie: 25%

(c) PV-integratie: 50% (d) PV-integratie: 75%

(e) PV-integratie: 100%

Figuur 1.20: Invloed van de PV-penetratie in het laagspanningsdistributienetwerk (PCC) X-as: Uurverloop (Ma 00:00 - Zo 23:59) en Y-as: Weekverloop(*) Jan (W1) - Dec (W53) (*) Witte ruimtes zijn niet beschikbare data, resp. voor dec. 2012 en jan. 2014

Uit de figuur (1.20) valt af te leiden dat naarmate meer PV-installaties ge¨ıntegreerd zijn, dit rechtstreeks invloed heeft op de PCC. Wat ook te verwachten is door de randvoorwaarde dat alle fotovolta¨ısche installaties zuid gericht zijn en dus de gelijktijdigheid produceren. De vraag die zich dan kan stellen, is welke impact zal dit op de spanningsprofielen beoefenen.

Standaard moeten distributietransformatoren (MV-LV) van vijf verschillende spannings-trappen voorzien zijn, zodanig dat alle spanningsvariaties binnen de gespecificeerde grenzen blijven. Zo kan- naargelang het type net en het aantal distributienetgebruikers -de DSO de transformator (manueel) instellen op 0%, ±2.5% of±5% [17]. De spanningsgrenzen onder normale bedrijfsomstandigheden liggen in Belgi¨e volgens de NBN EN-50160 [18] als volgt

vast:

• gedurende elke periode van een week moet 95% van de 10min gemiddelde RMS-waarden van de voedingsspanning binnen het bereik vanUn±10% liggen en;

• moeten alle 10min gemiddelde RMS-waarden van de voedingsspanning binnen het bereik vanUn +10% en -15% liggen.

Naast de onder- en overspanningsgrenzen beschrijft de NBN EN-50160 (‘Spanningskarakte-ristieken in openbare elektriciteitsnetten’) andere spanningsgerelateerde fenomenen die op het distributienet plaatsvinden, o.m. onbalans, flicker, dips enzovoort.

Invloed op de spanning

Om de invloed van RES op de spanningsprofielen [19,20,21] binnen het laagspanningsnet te bestuderen, roept het COM-interface van Python voor elke kwartierwaarde van het jaarpro-fiel de spanningsniveaus op iedere node op. In de praktijk kan dit voor ieder tijdstip als volgt gevisualiseerd worden, zie Figuur 1.21, waarbij de x-as de afstand tot het referentiepunt (de transformator of PCC) voorstelt en de y-as de spanning in per unit. Tot slot vormen de verschillende kleuren een ander fasegeleider, respectievelijk zwart, blauw en rood voor L1, L2 en L3.

Figuur 1.21a reflecteert een scenario van afname, dit valt af te leiden uit de dalende spanning naarmate de lengte tot de transformator toeneemt. Dit is heel kenmerkend voor laagspan-ningsnetten, waar de R op X verhouding groter is dan ´e´en en dus een resistief gedrag ver-toont. Hoe groter de resistiviteit van de kabels en/of hoe langer de leidingen zijn, hoe meer het fenomeen uitgesproken wordt. In dit geval is een spanningsdaling tot 218 V merkbaar.

Het tegenovergestelde komt voor ingeval een laag verbruik in combinatie met een hoge(re) productie wordt vastgesteld, zoals op Figuur 1.21b weergegeven, hierbij loopt de spanning op tot 241 V.

(a) Spanningsdaling (b) Spanningsstijging

Figuur 1.21: Spanningsprofielen op (PCC)

Ongeacht de eigenschappen van de feeders, blijft de verst gelegen woning per feeder de ver-gelijkende factor bij uitstek binnen deze studie. Gezien een volledig jaar d.m.v. spannings-profielen weergeven onbegonnen werk is, is ervoor gekozen via een alternatieve manier de evolutie van de spanning in de tijd weer te geven. Zoals reeds aangegeven zijn de verst gele-gen verbruikers gevoeliger voor spanningsdalingele-gen en -stijgingele-gen (mits hernieuwbare bronnen aanwezig zijn). Hierdoor is gekozen de spanningen op het einde van de feeders in functie van de tijd weer te gegeven, Figuur 1.22. Voor ieder penetratiegraad 0%..100% geeft een zwarte lijn de evolutie weer, deze lijnen zijn bekomen door de rollende gemiddelde te nemen van de spanning op ieder tijdstip. Hierdoor liggen de werkelijke maximum en minimum waardes respectievelijk hoger en lager dan weergegeven, echter geeft dit een duidelijk beeld van de seizoensgebondenheid. Tot slot geven de rode lijnen de rollende maximum-waardes weer bij een penetratiegraad van 100%, worst-case geval. Opvallend hierbij is plot 1.22c, waarbij de maximum-waardes beduidend hoger komen te staan t.o.v. de andere feeders. De verklaring hiervan is te wijten aan het feit dat ‘Feeder 5’ geen aftakkingen bevat en dus de weerstand van de leidingen zich over de totale lengte sommeert, wat zich op zijn beurt uitdrukt in een grotere gevoeligheid voor spanningsvariaties. Voor de gesimuleerde scenario’s is de limiet waarde vanUn±10% nooit overschreden.

Een ander merkwaardigheid bij de figuur, is dat de maximum-waardes voor ieder feeder-eind geen groot causaal verband vertoont met de seizoenen. De reden hiervan ligt bij de mismatch tussen de zonne-productie en de verbruikspatronen van de eindgebruikers, alsook doordat ieder PV-installatie in het zuiden ge¨orienteerd is. Bijgevolg zal ongeacht de seizoen de spanning stijgen wegens weinig verbruik op momenten waar de zonne-productue het hoogst is. Tot slot dient ook te worden opgemerkt dat de rode lijn op de figuur de rollende maximum waardes vertoont per dag, waardoor momentane waardes lager kunnen zijn.

Invloed op de symmetrie

Gezien binnen het netwerk de verschillende woningen ´e´enfasig aangesloten zijn, moet de onbalans eveneens vergeleken zijn. Onderstaande formule 1.12, afkomstig uit [22] geeft aan hoe de onbalans (Voltage Unbalance Factor - VUF) gerekend kan zijn zonder beroep te doen op symmetrische componenten:

waarbijA²_mals volgt bepaald wordt (hierbij vertegenwoordigenVABVBC en VCAde lijn-lijn spanningen):

Gegeven voorgaande formules exclusief toegepast kunnen worden op driefasen systemen zonder neutrale geleider, is ook een methode gedomonstreerd om vier-aderige systemen (3N400V) te berekenen. Hierbij zijnV_A, V_Ben V_Cde fasespanningen. De positieve (V₊) en

(a) Feeder 2 (b) Feeder 3

(c) Feeder 5 (d) Feeder 6

(e) Feeder 7

Figuur 1.22: Invloed van zonne-productie op de spanningsniveaus aan het einde van een feeder

negatieve (V₋) spanningssequentie vertalen zich voor een driefasen systeem met nulgeleider naar V+Y enV_−Y waarbij de notatie ‘Y’ refereert naar het sterpunt. Deze laatste worden bepaald d.m.v. een factor 1 /√

3 in rekening te brengen. Hieruit kan de homopolaire component van een driefasensysteem met nulgeleider worden achterhaald:

V0Y =

rV_A²+V_B²+V_C²−V+Y −V_−Y

3 (1.17)

Om na te gaan waar mogelijke problemen rond onbalans kunnen voorkomen, is het nood-zakelijk de mate waarin bepaalde fasen belast zijn op ieder node te onderzoeken. Figuur 1.23 duidt de mate aan waarin de spanning fluctueert op ieder huishouden van feeder 2.

Woningen links op de x-as bevinden zich dichter bij de PCC, terwijl woningen rechts ge-markeerd op de x-as verder gelegen zijn. De mate waarin de spanningen per fase fluctueren is zoals reeds besproken groter naarmate de afstand tot de transformator toeneemt, mede door de kabelverliezen die zich accumuleren. Wat opvalt is het groot ´e´enfasig verbruik op L3 bij woning 3. Als gevolg hiervan zal dit zich manifesteren bij de andere achterliggende verbruikers aangesloten op diezelfde fase. De grootste onbalans bedraagtV U F = 1,31% en is opgetreden bij woning 19. In werkelijkheid zou deze waarde hoger kunnen liggen omdat er voor de simulaties, de veronderstelling gemaakt wordt dat driefasige verbruikers sym-metrisch verdeeld zijn. Echter tracht de netbeheerder dit probleem op te lossen door de getroffen aansluiting van fase te verwisselen zodanig het probleem verholpen is.

Figuur 1.23: Boxplot van de spanningen per fase voor feeder 2